Empresa que opera dos parques eólicos en Atacama y Coquimbo: “No estamos en insolvencia”

“Nosotros no estamos en insolvencia. Hasta ahora hemos cumplido con nuestros pagos en el mercado spot o de corto plazo. Nos atrasamos una semana en pagar por problemas de estructura de capital, pero hemos cumplido y por eso no nos han ejecutado las garantías”, asegura Óscar Morales, representante de Latin America Power (LAP). Dos de las tres subsidiarias de esta compañía en Chile, San Juan S.A. y Norvik S.A., aparecían con impagos por $ 1.922 millones y $ 164 millones respectivamente −aunque también reportaba garantías por $ 1.716 millones y $ 209 millones−, en una de las comunicaciones del Coordinador Eléctrico a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Morales enfatiza que a la fecha mantienen impagos mucho menores a esas cifras, todos dentro de los plazos legales para cancelarlos y, por tanto, están al día.

San Juan S.A. y Norvik S.A. poseen parques eólicos. La primera opera en la Estancia Chañaral de Aceituno, ubicada en la comuna de Freirina, Región de Atacama; mientras que la segunda posee el parque Totoral, en Canela, Región de Coquimbo. Una tercera empresa de LAP es Eléctrica Caren, que opera la central de pasada Carilafquén y Malalcahuello, en Melipeuco, Región de La Araucanía.

La situación de las empresas de energía renovable está siendo monitoreada activamente por la autoridad y el resto de la industria: dos empresas pequeñas, María Elena Solar S.A. y Ibereólica Cabo Leones II, cayeron en cesación de pagos en los últimos diez días. Y en la industria cren que podrían sumarse otras compañías

“Fuimos de los primeros que se adjudicaron contratos regulados: partimos en la licitación 2013, segundo llamado, y nuestros contratos partieron entre 2017 y 2018, que se adjudicaron a precios más altos que las siguientes licitaciones donde participaron Cabo Leones y María Elena Solar. Y esa es una gran diferencia. Por tanto, nuestra planificación financiera nos indica que vamos a pasar esta coyuntura; no digo que sin dificultades, pero tenemos un colchón”, dice Morales. Además, su cartera se compone 70% de contratos regulados y 30% de clientes libres o spot.

El ejecutivo admite que la situación de las generadoras renovables no convencionales es complicada, pero hace hincapié en que ellos han estado tomando medidas a lo largo del año para cumplir tanto con los contratos como con las obligaciones en el mercado spot y que, hasta ahora, lo han logrado.

Como ya han mencionado en el sector, Morales insiste en que uno de los dos grandes problemas que enfrentan es que cuando una línea de transmisión se congestiona, se crean dos mercados desacoplados en precios: “Nos pagan cero por la energía que inyectamos en el norte y nos cobran un precio más alto por retirarla en el centro-sur que puede variar entre US$ 100 o US$ 150 dependiendo de la época del año, y hay que asumir la pérdida por el diferencial entre ese valor y el del contrato”.

Añade que un segundo problema a deriva de la Ley PEC, que creó el Precio Estabilizado a Cliente Regulado, después del estallido social, según la cual los precios de energía de estos se mantienen congelados en pesos: “Esto provocó que las indexaciones correspondientes no se pudieran aplicar, como tampoco traspasar al consumidor las variaciones en las tasas de cambio, que tuvieron que ser absorbidas por las empresas, pues el diferencial de las cuentas por cobrar se harán efectivas en recién en 2024 o 2025. Así es que las renovables teníamos contratos a determinados valores en dólares que no hemos podido hacer efectivos en los montos correspondientes, versus la deuda y muchos de nuestros costos que pagamos en dólares. Nuestra planificación financiera estaba basada en las tarifas de contratos regulados con los que nos adjudicamos la licitación”.

Morales enfatiza que, en el lado del PEC, el Ministerio de Energía debe acelerar procesos para que se cumpla lo que determina la ley y que la CNE ha incurrido en varios meses de retrasos de los decretos tarifarios y también en las normas que se requieren para implementar la Ley PEC 2, que crea un fondo de estabilización de tarifas y establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes a precios regulados.

Ante los cuestionamientos de que los desacoples son parte de los riesgos del negocio eléctrico, por todos los actores conocidos, Morales reconoce que eso es así, pero apunta que cuando ellos hicieron la evaluación financiera de los proyectos se estaba discutiendo la Ley de Transmisión, justamente para agilizar el desarrollo de nuevas líneas, a fin de que se conectaran de manera oportuna, pero siguen tomando demasiado tiempo. “Asumimos entre los supuestos que la transmisión se desarrollaría de manera más rápida y eso no se cumplió. Efectivamente, es un riesgo de negocio, pero en ese momento había un ambiente en el cual las autoridades posicionaron la idea de que se trabajaría para que la infraestructura de transmisión avanzara de manera más fluida”.

Además advierte que hay alternativas a la transmisión física, no cables, en las que Chile tiene experiencia, pero que no se están implementando. Recuerda que para descongestionar el sistema, antes de que se pusiera en servicio Polpaico-Cardones “se hizo un trabajo con el Coordinador para implementar una solución: el Esquema de Desconexión Automática de Generación (Edag), que permite subir la capacidad de las líneas y evita los desacoples. Se pensó que iba a seguir implementándose, pero en los últimos dos años pareciera que el Coordinador ha estado reacio a este tipo de soluciones. Y ese otro elemento que se ha sumado a esta ecuación”.

También imposible de prever a mediados de la década pasada, acota, era el cisne negro de la guerra de Rusia y Ucrania, que ha hecho que el mercado spot de energía haya más que duplicado sus precios producto de que es un reflejo de los costos de los combustibles.

“Entonces, ciertamente en los problemas que enfrentamos hoy hay una parte que efectivamente es riesgo del negocio, pero también hay varios factores difíciles de prever cuando se licitaron los contratos regulados que están con problemas. Seguimos viendo a Chile como buen sitio para desarrollarnos, eso sí incorporando todos estos riesgos, que antes no teníamos en el radar, en futuras propuestas de contratos y negocios”, concluye el representante de LAP.